Перпендикулярная энергетика

Каждый четвертый человек в Британии (всего 25% населения, что эквивалентно 16,5 миллионам человек) настолько обеспокоен ростом затрат на электроэнергию, что считает вероятным, что этой зимой придется отключить отопление и горячую воду, говорится в новом исследовании Citizens Advice. В опросе потребители электроэнергии сообщили, что им придется пойти на эти решительные шаги, если верхний предел цен на электроэнергию вырастет на прогнозируемую сумму в 150 фунтов стерлингов (увеличение на 9,2%).

Почти пять миллионов человек (7% домохозяйств) по всей Великобритании – это семьи, имеющие долги перед поставщиком энергии. Эта цифра может вырасти до более чем 14% домохозяйств с детьми до 18 лет.

Более того, пять миллионов человек в настоящее время имеют отрицательный бюджет, то есть их основные ежемесячные расходы превышают их доходы. Прогнозируемое повышение цен на 150 фунтов стерлингов приведет к отрицательному бюджету еще 187 000 человек – это равно населению Борнмута, сгущает краски Citizens Advice.

«О, ужас! – может воскликнуть, к примеру, житель Колывани. – Вот ведь! Европа отказалась от российского газа и погибает. А у нас тут газ на конфорке можно жечь сколько угодно!» И, к сожалению, ошибется. Да, в России дешевая электроэнергия и много энергоносителей. И этот тезис, бывший незыблемым долгие десятилетия, становится все более зыбким.

Коммунальные долги в России составляют около одного триллиона рублей, динамики уменьшения по ним нет, рассказал Павел Склянчук, эксперт «Народный фронт. Аналитика» изданию «Московская газета». Основными причинами появления долгов эксперт назвал снижение уровня доходов граждан (или повышение уровня расходов за счёт инфляции), рост закредитованности населения. Ещё одна причина, субъективная – непрозрачность ценообразования в сфере ЖКХ.

Правда, на заседании правительства в 2024 году министр строительства и ЖКХ РФ Ирек Файзуллин успокоил чиновников, что долги россиян за коммунальные услуги и ресурсы сохраняются на уровне 2023 года, пишет ТАСС. Задолженность составляет всего 871 млрд рублей. Да, сущие пустяки. Но и не это главное. В стране, богатой энергетическими мощностями, население в состоянии отопить свои избы дровами, если что. В принципе так и делается во многих регионах до сих пор. Кризис в Российской Федерации наступит (или станет очевидным) не от повышения тарифов (которые, конечно, повышаются) и высокой инфляции (по данным Банка России, правда, все не так ужасно, в сентябре консенсус-прогноз по инфляции на 2024 год вырос до 7,3%), а от изношенности инфраструктуры и неэффективного управления.

«Тема аварийности стоит остро, события и на Дальнем Востоке, и на юге – тому свидетельство. Сегодня это нужно обсуждать, потому что аварийность, особенно в условиях повышенной нагрузки в энергосистеме в связи с ростом энергопотребления, приводит к тому, что приходится отключать потребителей. В первую очередь это связано с большими аварийными ремонтами на генерирующих объектах. Тема снижения аварийности на всех генерирующих объектах важна во все времена года», – заявил депутат Госдумы, экс-министр энергетики РФ Николай Шульгинов в середине сентября РИА Новости. Вот как бы вдруг возникла проблема в связи с ростом энергопотребления, по мнению экс-министра.

До этой зимы (вспомним аварийные отключения в Московской, Новосибирской областях и других регионах) и до лета (отключения в южных регионах и на Дальнем Востоке) все было как бы нормально, а внезапно, из-за роста энергопотребления, стало как-то неприятно ощутимо.

Между тем проблема считается системной по всей стране и случившейся не вдруг, а назревавшей годами. В наиболее проблемном макрорегионе – Дальнем Востоке – за последние семь лет аварийность выросла более чем втрое, отмечает Совет производителей энергии. При этом дальневосточная энергосистема считается дефицитной. С ноября 2023 года поставки в Китай, которые идут из ОЭС Востока, сокращены с 900 МВт до 113 МВт; доступный резерв в ОЭС составляет менее 10% от установленной мощности и направлен на покрытие аварийных отключений, а также незапланированного увеличения нагрузки, сообщила глава «Совета производителей энергии» Александра Панина на конференции «Энергия для потребителей: вызовы, ресурсы, стратегии», прошедшей в сентябре.

«Системный оператор» не исключает ограничения энергопотребления предстоящей зимой и на юго-востоке Сибири, как это происходило в июле на юге страны. Причиной также является дефицит мощности.«У нас в нормальной схеме резервов нет вообще, ноль. Если было 409 (МВт – ред.), сейчас ноль. Ещё раз подчеркиваю, это при условии, что вся генерация полностью работает без какого-либо ремонта: планового или аварийного. Если мы смоделируем, что у нас хоть какое-то значение аварийных ремонтов повторится этой зимой по отношению к тому, что было, мы прогнозируем, что на этой территории мы так же, как летом на юге, будем вводить ограничения потребителей. Есть один только способ както подправить эту ситуацию – уменьшить переток в Монголию, но как-то это нереалистично кажется в условиях существующих политических соображений. Разве что может быть монголы сами начнут брать меньше. Либо же часть потребления Сибири перекинуть на Восток», – сообщил Сергей Павлушко, первый зампредправления «Системного оператора», на конференции «Совета производителей энергии».

Что касается юга, то там зеркальная картина, еще и с нагрузкой от проходящей СВО. «Электросетевое оборудование в ряде южных регионов находится в таком состоянии, что там скорее нужно говорить о глубокой реконструкции или даже о строительстве новых энергосистем, а не о ремонте», – сообщили нам в интервью представители «Сообщества потребителей энергии» (см. «Ситуация на юге будет усугубляться»).

Сегодня в медиапространстве все время слышим про дефицит энергии (см. «Точки дефицита мощностей»). «А как так? – спросит пытливый читатель. – Ведь только недавно все было в профиците?» «Ну вот так волшебным образом все изменилось», – ответим мы, не вдаваясь в подробности, о которых пытливый читатель сможет додуматься сам.

Сегодня власти говорят, что необходимо строить новые мощности. На прошедшей в конце сентября очередной Российской энергонеделе, РЭН, были анонсированы волшебные цифры. Так, в России по генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2043 года должны построить 90 ГВт новых мощностей. Это потребует 41 трлн рублей инвестиций. И как вы думаете, где брать эти средства? На этом же мероприятии Владимир Тупикин, председатель наблюдательного совета Ассоциации «Сообщество потребителей энергии», директор по энергетике и ресурсообеспечению «Сибур», точно дал понять, где источник инвестиций: «Без повышения цены мы никуда не поедем». Эксперт привел данные Ассоциации «Сообщества потребителей энергии» – в 2050 году замена 100 ГВт энергетического оборудования в РФ обойдется в 55 трлн рублей, «в ценах 2024 года, треть из которых обеспечена текущим платежом за мощность, а деньги, которые необходимо отыскать, приблизительно 35 трлн рублей». Источник средств – карманы потребителей, а также кредиты в банках под высокие проценты. В качестве примера, насколько вырастет цена, Тупикин привел Дальний Восток: «На Дальнем Востоке это привело бы к росту цены на 9%». Это много. И самое главное – а будет ли потребитель в состоянии платить? Буквально несколькими днями ранее Владимир Тупикин на конференции «Энергия для потребителей» сообщал о неэффективном управлении рынка электроэнергией в РФ.

«Продуктивность энергетического рынка сегодня составляет 75%. То есть, на долю непродуктивных расходов – сверхдорогие заимствования, необоснованно завышенную доходность, последствия ценовых манипуляций, перекрестное субсидирование, поддержание неэффективной и неработающей генерации, неоптимальность ремонтов – приходится 25%. Другими словами, каждый четвертый киловатт-час, оплаченный потребителями, не генерируется. 13% построенной мощности загружено на 15% и меньше, вплоть до нуля, т.е. фактически простаивает». При сохранении текущих подходов, резюмировал эксперт, к 2050 году продуктивность энергорынка снизится вдвое – будет оплачен и не выработан каждый второй киловатт-час.

Получается, что актуальное неэффективное управление власть рассчитывает компенсировать будущим повышением тарифов и увеличением нагрузки на бизнес. Это то, что касается энергетики.

Сообщество потребителей энергии:
«Ситуация на юге будет усугубляться»

НГВ: Какие вы видите объективные технические причины произошедшего в ОЭС Юга (проблемы планирования ремонтов/недостаточность проверок готовности станций/перегруз сетей и проч.)?

СПЭ: Полная картина, описывающая реальное техническое состояние генерирующего и сетевого оборудования, пропускную способность сечений и перетоки мощности, аварийность, графики ремонтов, ограничения, недоступна. Можно предположить, что причин несколько, и их сложно назвать объективными, неподконтрольными. Во-первых, это недостаточность генерации: сбои происходили на Ростовской АЭС и Новочеркасской ГРЭС, ТЭС «Ударная» не была введена вовремя. Во-вторых, налицо просчёты при планировании ремонтных кампаний – период пиковой нагрузки в ремонт был отключён слишком большой объем энергообъектов. И в-третьих, неэффективная система контроля технического состояния оборудования. Многодневная жаркая погода на юге, на которую пытаются списывать просчёты, на наш взгляд, – не причина, а обстоятельство возникших проблем.

НГВ: В ближайшие годы ситуация будет усугубляться, на ваш взгляд?

СПЭ: Если не принимать системные меры – да, будет. Причин для улучшения пока не просматривается. Спрос постепенно увеличивается, а оборудование неизбежно стареет. Для того, чтобы поддерживать энергосистему в надлежащем техническом состоянии, оборудование требуется обновлять непрерывно, но финансовый ресурс для такого обновления в текущей конструкции отношений на энергорынке ограничен узким набором инвестиционных инструментов и уже достигнутым пределом платежеспособности потребителей. Есть основания полагать, что привычные механизмы наращивания тарифно-ценовой нагрузки только за счёт потребителей «по типу ДПМ» не сработают – такого ресурса у потребителей нет. А предлагаемые нами источники и механизмы привлечения средств, включая бюджетные ресурсы и меры господдержки в виде льготного кредитования, налоговых послаблений, наконец, двусторонние инвестиционные договоры – аналог зарубежных PPA (Power Purchase Agreement) – запускаются со скрипом.

Электросетевое оборудование в ряде южных регионов находится в таком состоянии, что там скорее нужно говорить о глубокой реконструкции или даже о строительстве новых энергосистем, а не о ремонте.

Технические возможности тоже под вопросом – пока готовность энергомашиностроителей к выпуску требуемого объема оборудования по необходимому широкому модельному ряду фиксируется только пресс-релизами. С сервисными компаниям тоже не всё безупречно.

Между тем энерговооруженность домашних хозяйств растёт, расширяются производственные и рекреационные мощности, а с ними растёт и потребление. Ограниченные возможности для зарубежных поездок с каждым годом увеличивают приток российских туристов в южные регионы.

Всё это в совокупности не добавляет уверенности в скорейшем снятии проблем южных энергосистем.

НГВ: Как можно хотя бы частично решить проблему в ближайшие годы, пока новой генерации не появится (усилить контроль над ремонтами, придумывать новые механизмы, строить небольшие станции)?

СПЭ: Организовать временную передышку от наиболее острых проявлений типа массовых отключений потребителей возможно, устранив упущения с планированием и контролем.

Пусть с запозданием, но «Системный оператор» планирует учитывать при корректировке прогнозных величин энергопотребления климатические аномалии, рост энергообеспеченности населения за счет растущего числа бытовых приборов и реальную аварийность на энергообъектах.

На наш взгляд, необходимо более тщательно планировать ремонты, учитывать региональные особенности. В ЕЭС России было принято постоянно готовиться к осенне-зимнему периоду максимума нагрузок, концентрируя основную ремонтную капанию на летние месяцы. Но вот уже несколько лет максимум нагрузок в южных энергосистемах не отстаёт, а иногда и превышает зимний. Видимо, пора перестать стричь под одну гребенку все энергосистемы. Объекты южных энергосистем не совсем логично отключать в ремонт во время максимума нагрузок. Да, это хлопотно и вызовет дополнительные сложности в процессе планирования ремонтов, проведении закупочных процедур, настроенных на стабильно летние ремонтные графики, но стабильность энергоснабжения важнее. При таком планировании запрос на запчасти, сервис и ремонты будет сглажен в течение года, что может привести к снижению цен на работы и оборудование.

Более тщательно необходимо относиться к планированию производственных графиков предприятий. Предусмотреть стимулирующие меры для предприятий, сдвигающих свои максимумы потребления с пиковых часов и относительно друг друга. Настраивать не пилотный, а реальный Demand Response, позволяющий сдвигать рабочие смены на предприятиях.

Не нужно забывать об установлении стимулирующих диапазонов, дифференцированных по объемам электропотребления тарифов для населения, это позволит выделить и защитить социальную группу населения от роста тарифов и повысить плату для коммерсантов, необоснованно пользующихся льготами.

Еще одна простая и быстрая мера – снять барьеры для установки и функционирования децентрализованных источников генерации.

И одно из основных – установить иной подход к контролю готовности оборудования, находящегося в резерве. Да, у нас рыночная экономика и риск-ориентированный подход, да, инспектор не может в любое время зайти на объект и проконтролировать, что генератор, числящийся в холодном резерве и обеспечивающий этим небольшой финансовый ручеек своему владельцу, реально готов к несению нагрузки. Но как показала практика, существующие механизмы контроля используются неэффективно. К проверкам путём периодического включения по команде диспетчера оборудование обычно бывает готово, а вот к реальному включению в тяжёлой режимной ситуации – нет. У нас сегодня даже ремонты в подъездах и уборка мусора сопровождаются отправкой фотографий контролирующим организациям. А о состоянии энергетического оборудования, от которого зависят тысячи потребителей, принято судить по самоотчётам – читай: по рассказам его владельца. Если риск реализовался, контроль должен стать полноценным.

И, наконец, про ответственность энергетиков. Долгое время считалось, что меры ответственности энергокомпаний за надежность энергоснабжения достаточны или даже избыточны. Но практика показывает, что это не так. Правила энергорынка и тарифное регулирование позволяют энергокомпаниям аккумулировать достаточные финансовые ресурсы, которые в итоге идут не на поддержание надлежащей готовности оборудования, а на покупку конкурентов, щедрые бонусы и дивиденды, спонсорство спортивных клубов.

Настало время начинать строго спрашивать. Штрафы за неготовность оборудования к несению нагрузки должны быть ощутимыми, соразмерными с потерями экономики от недобросовестного отношения владельцев оборудования к своим обязанностям. Потребность в инвестициях для развития генерации в 2024-2030 годах оценивается в 4,3 трлн рублей (с НДС), для развития электросетей напряжением 220 кВ и выше – 1,3 трлн рублей.

Есть еще пласт инженерной инфраструктуры, где тоже все сложно и тревожно.

В этом сегменте профильные ведомства все по-прежнему латают дыры и заявляют, что ЖКХ нуждается в комплексной модернизации. В феврале 2024 года на заседании Совета Федерации глава Минстроя России Ирек Файзуллин сообщил, что общий износ сетей составляет порядка 40%. При этом в некоторых регионах износ сетей превышает 80%. «У нас 1 млрд км сетей. Если мы не доведем до 4% снижение износа, тогда проблема будет нарастать», – сказал отметил министр.

Судя по всему, проблема будет нарастать, так как ничего не делается. «Не может быть!» – воскликнет заинтересованный читатель. Очень даже может быть. «Министерство строительства пообещало выделить в 2025 году уже 150 млрд рублей. При условии, что регионы предоставят программу модернизации. Министерство так и не смогло выделить денег по этому проекту, поскольку программы никто не предоставил. А всего на приведение сетей в порядок нужно минимум 5-6 трлн рублей», – сообщил нам в интервью Дмитрий Тортев, член Экспертного совета Комитета по энергетике Государственной Думы (см. полную версию интервью «Я не вижу предпосылок для улучшения ситуации» в НГВ№10 за 2024 год).

Тут стоит обратить внимание на факт, что регионы, по словам эксперта, не предоставили программы. «В смысле? – может спросить обеспокоенный читатель. – Это ведь какой-то нонсенс и реальный сбой в матрице, который нужно исследовать». Однако причина известна. Оказывается, все из-за множества бесхозных сетей. «У регионов по-прежнему нет понимания, сколько вообще сетей в регионе, что надо чинить, поскольку в любом муниципалитете можно найти до сих пор бесхозные сети – наследие обанкротившихся игроков из 90-х и нулевых. В некоторых регионах банально нет даже полных схем коммуникаций», – объясняет Тортев.

Так и что тогда с модернизацией? Учитывая, что у нас «большинство инвестиционных программ (модернизация сетей) заложены в тариф, то есть львиную долю расходов оплачивает население. А также в виде инвестиционных кредитов на модернизацию сетей направляются и средства Фонда национального благосостояния», то можно без труда предсказать дальнейшее сокращение объемов инвестиций в модернизацию. Почему? Вспомним растущую задолженность по платежам от потребителей, а также значительную нагрузку на Фонд национального благосостояния, который упоминается в любом заявлении правительства о каких-либо проектах, начиная от судостроения, заканчивая коммуналкой, как будто он резиновый. Нет, он не резиновый.

А между тем нагрузка на сети будет возрастать. «С учетом охлаждения экономики в целом по итогам 2024 года объем потребления энергии может вырасти на 3,5%», – оценивает Дмитрий Тортев. В отдельных регионах больше. При этом, если теплосети не выдержат (а это уже не вызывает сомнений), население переключится на электроэнергию, что увеличит нагрузку.

Точки дефицита мощностей:

Системный оператор ЕЭС» в установленный срок – 1 сентября – опубликовал проект Схемы и программы развития электроэнергетических систем России (СиПР) на 2025-2030 годы. Один из ключевых параметров – прогнозируемые к 2030 году точки дефицита мощности. В действующем СиПР на 2024-2029 годы прописаны три энергодефицитных узла – в ОЭС Востока, Сибири и Юга; в проекте до 2030 года их уже восемь.

Юго-восток Сибири. Непокрываемый дефицит мощности в 2030 году составит 2 480 МВт в нормальной схеме в существующей сети и 2 885 МВт – в единичной ремонтной схеме. Для решения проблемы предполагается строить и сети, и генерацию. Из центральной в юго-восточную часть ОЭС Сибири планируется построить линию передачи постоянного тока пропускной способностью около 1,5 ГВт. Для покрытия остающейся части прогнозного дефицита предлагается построить не менее 1 385 МВт новой генерации (помимо отобранных в этом году на КОМ НГО 1 305 МВт).

Дальний Восток. В ОЭС Востока к 2030 году «с учётом рисков останова геноборудования иностранного производства» прогнозируется нехватка электроэнергии в объёме 10,7 млрд кВт•ч, что эквивалентно не менее 1 647 МВт гарантированной генерации. С учётом ввода Свободненской ТЭС на 450 МВт (сейчас введены 160 МВт) необходимо построить не менее 1 350 МВт гарантированной генерации, ещё 867 МВт можно закрыть за счёт ВЭС и СЭС, но их установленная мощность должна составить 2,8 ГВт.

Юг России. В ОЭС Юга дефицит прогнозируется сразу в нескольких энергоузлах, в том числе при реализации рисков останова импортного геноборудования. Здесь планируется построить не менее 2 423 МВт гарантированной генерации.

Юг Москвы и Московской области. Дефицит мощности в единичной ремонтной схеме оценён в 796–1 564 МВт. Расширение электросети снизит его до 564 МВт, которые будут покрыты за счёт строительства новой генерации. С учётом перспектив развития этот объём может вырасти до 1 ГВт к 2030 году, также будет построена линия постоянного тока от Нововоронежской АЭС.

Анадырский энергоузел (Чукотка). Прогнозный дефицит в 7,8 МВт планируется закрыть за счёт строительства резервных генмощностей – ДЭС, ГПА и других, указано в проекте СиПР.

Чаун-Билибинский энергоузел (Чукотка). Непокрываемый дефицит мощности составит 47-58 МВт, для его покрытия предлагается построить не менее 23 МВт гарантированной генерации и не менее 35 МВт резервной.

Центральный энергорайон Сахалина. Прогнозная нехватка мощностей составляет 133-169 МВт с ростом до 317-353 МВт при выбытии импортного геноборудования. На острове предлагается построить 109-293 МВт базовой генерации и не менее 60 МВт резервных мощностей.

Центральный энергорайон Камчатки. В энергосистеме полуострова к 2030 году будет не хватать 26-31 МВт, потребность предлагается закрыть за счёт резервной генерации.

Генерация, подлежащая строительству в ОЭС Юга, Востока, Сибири и в столичном энергоузле, должна быть отобрана на КОМ НГО, говорится в проекте СиПР.

В 16 регионах РФ выявлены энергорайоны с рисками ввода графиков аварийных ограничений энергопотребления, в которых определена необходимость развития электросети.

Потребность в инвестициях для развития генерации в 2024-2030 годах оценивается в 4,3 трлн рублей (с НДС), для развития электросетей напряжением 220 кВ и выше – 1,3 трлн рублей.

Дров в огонь подбрасывает и ситуация с майнингом, который официально разрешили летом этого года.

В России наблюдается значительный рост спроса на оборудование для майнинга после принятия нового закона, регулирующего эту отрасль. Принятые в августе 2024 года изменения в законодательстве внесли ясность в правила игры на рынке майнинга, что привлекло как крупных инвесторов, так и частных лиц, стремящихся использовать новые возможности.

Как пишет «Коммерсант», до легализации майнинга количество запросов на покупку оборудования в среднем составляло 150-200 в месяц. Однако после принятия закона количество обращений выросло почти в три раза.

В сентябре 2023 г. Николай Шульгинов, на тот момент министр энергетики, сообщил, писали РИА Новости, что с начала года российские майнеры потребили 1,5 ГВт электроэнергии. По оценке Минэнерго РФ, на цели криптомайнинга расходуется 16 млрд кВт.ч электроэнергии, то есть почти 1,5% от общего энергопотребления в РФ, при этом Шульгинов отметил, что потребление электричества криптодобытчиками растет и, по прогнозам, достигнет 5-6 ГВт. Это бьется с цифрами майнеров. По данным Ассоциации промышленного майнинга, объем рынка майнинга в России на сегодняшний день составляет около 2,5 ГВт потребляемой электрической мощности (более 1,7 ГВт из которых принадлежит промышленным майнерам). В случае принятия взвешенного регулирования (закон о легализации майнинга вступит в силу 1 ноября 2024 года), объем рынка может быть увеличен до 5,5 ГВт, при этом 4,2 ГВт будет приходиться на промышленный майнинг. Получается, что по прогнозам в скором будущем сегмент увеличит энергопотребление более чем в два раза. И это очень может быть, так как дело очень прибыльное – только за прошлый год отечественные майнеры добыли 54 тыс. биткоинов почти на 3,5 миллиарда долларов. Неужели кто-то откажется от такой золотой жилы? Майнинг же в регионах с низкими тарифами на электроэнергию. (Иркутская область, Красноярский край, Республика Бурятия, Республика Хакасия и другие).

Так что ждем новостей по поводу странных аварий на региональных энергосетях. Как, к примеру, эта, от 24 сентября. «Число аварий на электросетях в Новосибирской области в результате постороннего вмешательства выросло на 42%». Данные по итогам первого полугодия 2024-го опубликовала пресс-служба «Россети Новосибирск». Интересна новая формулировка – «в результате постороннего вмешательства».

Кроме майнинга и изношенности серьезным фактором риска становятся атаки БПЛА на различные объекты в России. К аварии может привести случайно упавшие осколки беспилотника. А мы знаем, что именно так часто и происходит, судя по официальным данным. «Самая уязвимая часть электроэнергетической инфраструктуры – подстанции ( как правило, расположенные под открытым небом), а на них – маслонаполненные трансформаторы . Высоковольтные трансформаторы весят тысячи тонн, а привести к короткому замыканию либо утечке масла и возгоранию может один осколок. Заменить трудно, такие трансформаторы на складе не лежат, производятся под заказ. На втором месте по уязвимости с тяжёлыми последствиями – генераторы станций всех видов. Большинство генераторов имеют водородное охлаждение. Из ядерных реакторов более уязвимы и легко могут довести до парового взрыва реакторы чернобыльского типа РБМК-1000 на Курской и Смоленской АЭС.

Российская армия скоро как два года наносит удары по украинской энергетической инфраструктуре. Украинская армия начала ответы с нефтебаз и НПЗ. Но может легко переключиться на электроэнергетику», – анализирует Игорь Шкрадюк, к.т.н., координатор программы экологизации промышленности Центра охраны дикой природы.

«А что у нас с защитой стратегических объектов?» – может спросить обеспокоенный читатель. Ну, вы же новости читаете? Можно догадаться, как обстоят дела. На третий год СВО ряд профильных учреждений, а именно МГСУ совместно с ВНИИПО МЧС России, Минэнерго и ПАО «Российские сети» разработали свод правил «Защитные ограждающие конструкции от беспилотных летательных аппаратов. Правила проектирования». СП разработан впервые. 22 июля на публичное обсуждение представлен проект первой редакции свода правил. Обсуждение проекта СП планируют закончить в сентябре 2024 года. Из этого можно сделать вывод, что в настоящее время на практике никакой комплексной защиты нет. «Это какая-то параллельная реальность!» – может воскликнуть удивленный читатель. Вовсе нет. Очень даже перпендикулярная.

Врез 3
Энергетики считают прибыль

Между тем в опубликованном Forbes рейтинге ТОП-100 российских компаний по чистой прибыли за 2024 год Интер РАО – на 20 месте с прибылью почти 136 млрд руб., En+ – на 30 месте с прибылью 61,4 млрд руб., «Русгидро» на 76 месте с 32,1 млрд руб.